Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6406/2-5 A

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6406/2-5 A
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    APPRAISAL
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6406/2-5
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    908-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    145
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    02.10.1997
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    23.02.1998
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    23.02.2000
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    24.09.2002
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    APPRAISAL
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    GAS/CONDENSATE
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    GARN FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    ILE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    341.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5600.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    4956.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    37.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    175
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    ROR FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 55' 53.83'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 26' 58.65'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7203444.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    379444.85
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3213

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/2-5 A is a sidetrack well to 6406/2-5, drilled on the Kristin structure in the north-western part of block 6406/2, south-west of the Smørbukk Field and north-west of the Lavrans Field on Haltenbanken. The Kristin structure is a fault bounded horst block, somewhat eroded in the western part. The discovery well 6406/2-3 was drilled high on the structure and tested gas and condensate in a down-to situation in both the Garn and the Ile Formations, while the down flank well 6406/2-5 was water filled. The sidetrack well penetrated the Fangst Group reservoirs in an intermediate position between wells 6406/2-3 and 6406/2-5. The main objective of the sidetrack well was to identify the hydrocarbon water contacts in the Kristin structure and to test the hydrocarbon potential of the Garn and Ile Formations down flank of well 6406/2-3.
    Operations and results
    Appraisal well 6406/2-5 A was drilled as a deviated well with the semi-submersible drilling installation "Deepsea Bergen". The well was spudded on 29 September 1997 and permanently abandoned on 23 February 1998 after one drill stem test. The sidetrack was kicked off under the 18 5/8" shoe at 1404 m. Two attempts were made to reach the reservoir. The first, 6406/2-5 A, reached 2643 m, but had to be abandoned due to hole instability problems. The second sidetrack, 6406/2-5 A T2, reached the planned TD at 5600 m (4956 m TVD), 27 m TVD into the Upper Ror Formation and approximately 2 km NNW from well 6406/2-5. The well was drilled water based with KCl and glycol (ANCO 208 and Glydrill) from kick-off to 2825 m, and with oil based mud from 2825 m to TD. A total of 146,9 days were used for drilling, coring, logging, performing one DST, and permanently abandon the well. Of this, 30.3 % (or 44,5 days) was non-productive time (NPT). Waiting on weather caused a major part of this (11 days). Well 6406/2-5 A T2 found hydrocarbons, and hydrocarbon-water contacts were successfully penetrated in both the Garn and the Ile Formations. The 6406/2-5 A T2 Garn Formation reservoir parameters were intermediate compared to the good parameters of well 6406/2-3 and the marginal parameters of well 6406/2-5. In particular the permeability values of the three wells show a large range, with the 6406/2-5 AT2 values being intermediate. The Ile Formation reservoir parameters did not differ very much from what was measured in the recent wells, but showed large vertical variation in lithology and reservoir quality. Parts of the Ile Formation show excellent reservoir qualities. Pore pressures of the Jurassic units were very high, reaching a gradient of 1.95 g/cc BMW in upper part of the Garn Formation. A total of 172 meters (7 cores) were cored in the well, of which 98.6 % were recovered. No wire line fluid samples were obtained from this well. The well was plugged and abandoned as a gas/condansate appraisal well.
    Testing
    The Garn Formation was production tested in the interval 5304.4 - 5334 m (4691.3 - 4717.2 m TVD) with a gas rate of 221 500 Sm3/D and a condensate rate of 274 Sm3/D, giving a GOR of 821 Sm3/Sm3.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1440.00
    5598.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5307.0
    5316.2
    [m ]
    2
    5316.2
    5326.0
    [m ]
    3
    5326.0
    5353.7
    [m ]
    4
    5354.0
    5389.8
    [m ]
    5
    5390.5
    5429.3
    [m ]
    6
    5505.0
    5526.7
    [m ]
    7
    5527.0
    5553.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    169.8
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 5307-5312m
    Kjerne bilde med dybde: 5312-5316m
    Kjerne bilde med dybde: 5316-5321m
    Kjerne bilde med dybde: 5321-5326m
    Kjerne bilde med dybde: 5326-5331m
    5307-5312m
    5312-5316m
    5316-5321m
    5321-5326m
    5326-5331m
    Kjerne bilde med dybde: 5331-5336m
    Kjerne bilde med dybde: 5336-5341m
    Kjerne bilde med dybde: 5341-5346m
    Kjerne bilde med dybde: 5346-5351m
    Kjerne bilde med dybde: 5351-5354m
    5331-5336m
    5336-5341m
    5341-5346m
    5346-5351m
    5351-5354m
    Kjerne bilde med dybde: 5354-5359m
    Kjerne bilde med dybde: 5359-5364m
    Kjerne bilde med dybde: 5364-5369m
    Kjerne bilde med dybde: 5369-5374m
    Kjerne bilde med dybde: 5374-5379m
    5354-5359m
    5359-5364m
    5364-5369m
    5369-5374m
    5374-5379m
    Kjerne bilde med dybde: 5379-5384m
    Kjerne bilde med dybde: 5384-5389m
    Kjerne bilde med dybde: 5389-5390m
    Kjerne bilde med dybde: 5390-5395m
    Kjerne bilde med dybde: 5395-5400m
    5379-5384m
    5384-5389m
    5389-5390m
    5390-5395m
    5395-5400m
    Kjerne bilde med dybde: 5400-5405m
    Kjerne bilde med dybde: 5405-5410m
    Kjerne bilde med dybde: 5410-5415m
    Kjerne bilde med dybde: 5415-5420m
    Kjerne bilde med dybde: 5420-5425m
    5400-5405m
    5405-5410m
    5410-5415m
    5415-5420m
    5420-5425m
    Kjerne bilde med dybde: 5425-5429m
    Kjerne bilde med dybde: 5505-5510m
    Kjerne bilde med dybde: 5510-5515m
    Kjerne bilde med dybde: 5515-5520m
    Kjerne bilde med dybde: 5520-5525m
    5425-5429m
    5505-5510m
    5510-5515m
    5515-5520m
    5520-5525m
    Kjerne bilde med dybde: 5525-5527m
    Kjerne bilde med dybde: 5527-5532m
    Kjerne bilde med dybde: 5532-5537m
    Kjerne bilde med dybde: 5537-5542m
    Kjerne bilde med dybde: 5542-5547m
    5525-5527m
    5527-5532m
    5532-5537m
    5537-5542m
    5542-5547m
    Kjerne bilde med dybde: 5547-5552m
    Kjerne bilde med dybde: 5552-5554m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    5547-5552m
    5552-5554m

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    INTERM.
    13 3/8
    2818.0
    17 1/2
    2820.0
    2.01
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    5133.0
    12 1/4
    5143.0
    2.20
    LOT
    LINER
    7
    5600.0
    8 1/2
    5600.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    5304
    5334
    11.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    87.000
    38.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    274
    221500
    0.795
    0.745
    821

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.38

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.83
    pdf
    1.96

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    49.03

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1433
    1.45
    27.0
    WATER BASED
    1731
    1.67
    44.0
    WATER BASED
    1731
    1.65
    36.0
    KCL MUD
    1833
    1.46
    29.0
    WATER BASED
    2022
    1.65
    41.0
    WATER BASED
    2181
    1.64
    40.0
    KCL MUD
    2274
    1.64
    30.0
    WATER BASED
    2643
    1.67
    34.0
    WATER BASED
    2643
    1.67
    36.0
    KCL MUD
    2825
    1.65
    50.0
    OIL BASED
    2825
    1.68
    46.0
    KCL MUD
    2825
    1.68
    46.0
    KCL MUD
    3510
    1.70
    58.0
    OIL BASED
    3802
    1.73
    52.0
    OIL BASED
    4003
    1.74
    53.0
    OIL BASED
    4098
    1.74
    55.0
    OIL BASED
    4200
    1.74
    54.0
    OIL BASED
    4379
    1.74
    56.0
    OIL BASED
    4404
    1.74
    58.0
    OIL BASED
    4533
    1.75
    56.0
    OIL BASED
    4690
    1.78
    53.0
    OIL BASED
    4763
    1.81
    55.0
    OIL BASED
    4860
    1.82
    57.0
    OIL BASED
    4949
    1.82
    63.0
    OIL BASED
    5104
    1.82
    55.0
    OIL BASED
    5143
    1.82
    55.0
    OIL BASED
    5149
    2.00
    74.0
    OIL BASED
    5157
    2.00
    62.0
    OIL BASED
    5184
    2.00
    57.0
    OIL BASED
    5218
    2.02
    60.0
    OIL BASED
    5277
    2.02
    61.0
    OIL BASED
    5302
    2.04
    60.0
    OIL BASED
    5325
    2.04
    67.0
    OIL BASED
    5354
    2.04
    65.0
    OIL BASED
    5391
    2.04
    65.0
    OIL BASED
    5429
    2.04
    OIL BASED
    5491
    2.04
    71.0
    OIL BASED
    5528
    2.04
    70.0
    OIL BASED
    5555
    2.04
    87.0
    OIL BASED
    5600
    2.04
    87.0
    OIL BASED
    5600
    2.04
    80.0
    OIL BASED
    5600
    1.24
    BRINE